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2022年07月20日发布

核心观点

在电力系统调节中，抽水蓄能具有更加广泛的应用场景，其次是单循环燃气轮机。我国油气资源禀赋相对贫乏，燃气调峰电站发展不足，且燃气机组热电联产联合循环居多，调节性能不高，目前调节性电源以煤电为主。

随着新能源发电占比的的提高，电力系统的电力电量平衡模式也在重构。新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用。

抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点。保守测算，在初始投资成本6元/W，年均循环次数400次，储能循环效率75%，储能系统寿命为30年的假设下，抽水蓄能储能度电成本约为0.31元/kWh，低于其他储能类型。劣势在于受限于地理位置和建设周期长。

两部制电价、中长期规划、投资主体放开等体制机制改革推进抽水蓄能发展。从“十四五”开始，我国抽水蓄能将进入快速发展新阶段，预计“十四五”“十五五”期间新增装机在3051、5800万千瓦，在新增水电结构中的占比将超过常规水电。

抽水蓄能电站涉及上游设备、中游工程建设以及下游电站运营，在建设投资成本中，机电设备和建筑工程合计超过50%。在设备环节，测算“十四五”“十五五”电力设备市场规模接近500亿元、900亿元，电机设备商主要为哈尔滨电气、东方电气、浙富控股、湘能股份等；在建筑工程环节，测算“十四五”“十五五”抽水蓄能工程建设市场规模接近450亿元、870亿元，工程建设公司主要有中国电建、中国能建和粤水电等，此外，中国安能、中国铁建等企业也参与部分地下工程建设；在电站运营环节，主要为国家电网、南方电网等电力企业，运营主体分别为国网新源、南网双调，此外，江苏国信、内蒙古电力、三峡集团、豫能控股、浙江新能、湖北能源、桂东电力、皖能电力、新天绿能等能源企业也在积极布局抽水蓄能电站运营。

风险因素

需求增速不达预期、政策变动风险、产业链竞争格局恶化